虚拟电厂在中国仍然处于发展的初期，作为一种新兴技术手段，其发展过程中仍然存在一些技术问题和管理问题。目前各省开展虚拟电厂项目，多数以试点为主，其虚拟电厂的规模、聚合的能源范围，以及采取的关于新能源的协调控制策略、调度算法等，全国没有统一标准。因此还需要国家和相关能源行业积极参与，结合外界多方优势，在新技术应用、源网荷储互动等方面，科学有序引导，使其从试点走向成熟，走向市场化，参与电网运行与电力交易。

6月2日，国内首份官方新型电力系统建设文件《新型电力系统发展蓝皮书》提出培育负荷聚合服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式，充分挖掘用户侧消纳新能源潜力。

作为具备聚合海量分布式能源资源的数字化协调管理与交易系统，虚拟电厂在新型电力系统中将扮演关键角色，将发挥调节电能量与信息流向、提高电力系统运行效率的功能。

新型电力系统图景展望

目前国内出台的虚拟电厂相关支持政策涉及应用场景、盈利机制、运行要求等方面。其中推动负荷聚合商及虚拟电厂等新兴市场主体参与交易、以虚拟电厂拓展用户侧用能新模式、通过虚拟电厂拓展新型储能商业模式等多个国家、地方政策正在鼓励培育虚拟电厂商业模式。

国内虚拟电厂从2009年开始试点，至今多省已逐步落地典型示范项目。我国的大多数虚拟电厂正处于从第一代邀约型向第二代市场型转型阶段，各省开展的虚拟电厂项目以试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。

江苏、冀北、上海、浙江、天津、深圳等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用，其中江苏虚拟电厂可提供快速可中断的负荷控制服务；上海虚拟电厂建设以聚合商场、楼宇等需求响应为主，积极推进负荷集成商为主体运营的商业运营模式；冀北虚拟电厂提出了“云管边端”技术架构，并将虚拟电厂纳入电力辅助服务范围；深圳成立了国内首个城市级虚拟电厂管理中心，以负荷型、储能型资源聚合为主。

不难看出，虚拟电厂的发展正在提速。

从能源结构看，我国风电、光伏及电网系统更接近于欧洲模式。同时，中国与欧洲电网的职能、架构更为类似，我国虚拟电厂的早期实践案例聚合了较多风电、光伏资源，与欧洲模式具有较强的相似性。

从市场机制看，我国电力交易市场尚处于试点起步阶段，虚拟电厂的运营仍以邀约制下的需求侧响应为主要模式，因此，当前情况下更接近于美国模式。

随着可再生能源大规模接入，电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。相关数据显示，极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，电网调峰压力持续增加。电力系统时段性、灵活性调节能力不足现象进一步加剧。

毫无疑问，虚拟电厂是解决电网负荷的最具经济性选项之一。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿至600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的八分之一至七分之一。

可以预见的是，在支持政策密集推进、实际需求日益旺盛、电力现货市场日益发展等助推下，作为聚合优化分布式能源的智能控制技术和互动商业模式，随着新型电力系统建设的需要，我国的虚拟电厂将迎来发展期。

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